上网电费

凸显中国光伏发展多年，固定上网电价是此前支撑光伏行业快速发展的先决条件之一，但进入“十四五”中后期，一些决定电价的边际条件将发生变化。其中，一方面体现在电力交易在光伏电站投资中的影响。作为电力形式之一
，尤其是近两年新能源的跃升式发展，意味着我们距离进入市场进行充分竞争的脚步越来越近。从2022现货交易试点省份的执行情况来看，光伏电站上网电价将会随着参与市场交易带来巨大的波动。根据光伏們跟踪，山西作为

。鼓励光伏项目“自发自用，余量上网”，对接入虚拟电厂管理云平台的项目优先安排电费按月度结算。加快推动光伏项目以虚拟电厂模式参与电力市场交易，尽最大限度体现光伏绿电价值。探索建立光伏项目绿电交易与碳排放交易
的并网流程，保障配套电网与光伏项目同步建成投产。接入公共电网的光伏项目，其接网工程及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。光伏项目的上网计量和发电计量装置由电网企业免费提供。电网企业要积极推广

、人员培训、调试及试运行、性能考核、办理并网手续、调度及供电手续、专项验收、工程验收;上网电费手续代办、竣工验收、技术服务、质量监督、达标投产、缺陷消除等工程全过程，并对总承包工程的项目管理、质量、安全
移交前完成一次组件全容量清洗工作。)以及项目竣工之日起至全容量并网后6个月的电费回收工作。计划工期2022年11月20日-2023年1月18日。中标单价最低的项目是江苏华电句容整市(一期

清除；与村民、村、乡(镇) 政府的协调， 电网接入申请、批复及购售电合同、电费结算 协议等手续办理，并承担相关费用；项目备案开工及竣工验收等手续办理。负责本 项目所有光伏子项目通过业主单位及相关部门
就近低压并网，并网模式为：全额上网。(7)投标人负责项目环保、水保、消防、安全等前期报告及后期验收(如需)。(8)投标人负责协调业主单位与住户屋面租金协议的签订。(9)提供项目所需的全部支持性文件的

跨区煤电(包括跨省区输电通道配套煤电)，要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。四、完善市场价格形成机制(一)引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和
市场主体发布。电力现货市场运行期间，中长期偏差电量按照现货市场规则结算。针对新能源高占比地区可适当放宽分时段偏差电量结算要求，并视市场建设进程逐步收紧。电网企业代理购电用户偏差电量电费按国家相关政策执行

，余电上网”方式，4.3MW光伏发电2MW储能备电优先为大泰电子企业提供绿色电力，预计总投资1900万元，工期预计4个月。项目运营期内平均年发电量为400万度，25年总发电量1亿度，缓解企业在用
电高峰的用电压力的同时，25年可为企业节约电费约800万元。4.3MW装机容量的光伏屋面，25年平均每年可节约标准煤1219.5吨，减少二氧化碳排放量3085.2吨，减少二氧化硫排放量8.7吨，减排

跨区煤电（包括跨省区输电通道配套煤电），要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。四、完善市场价格形成机制（一）引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和
市场主体发布。电力现货市场运行期间，中长期偏差电量按照现货市场规则结算。针对新能源高占比地区可适当放宽分时段偏差电量结算要求，并视市场建设进程逐步收紧。电网企业代理购电用户偏差电量电费按国家相关政策执行

、抽水蓄能电站， 下同）等按有关规定参与交易。关于光伏进入电力市场交易实施政策信息主要有：风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，暂定风电发电企业等效利用小时数=800小时，光伏发电企业等效
利用小时数=500小时。享受补贴的风电、光伏发电项目参与市场化交易的电量仍继续享受补贴。满足交易条件，但未注册参与市场化交易的风电、光伏等发电企业，不再设置等效利用小时数，当月上网电量认定为自身原因造成

企业自己投资建设；另一种由企业提供屋顶，第三方投资建设。发电模式多采用“自发自用，余电上网”，自投企业投资回收期需5年左右；如果是第三方投资，那么企业可享受20%左右的电费折扣，企业具有一定的积极性
。现在推广难度最大的是农户、公共建筑、学校、医院等，因农户及公共建筑、学校等电费价格相对较低，投资回收期较长，一般需要11年左右，投资方积极性不高，存在屋顶资源闲置的情况。其他工商企业有较大一部分屋顶存在